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Efectivo · Medios de pago · Columna
Observatorio Económico · FCCAE-UC · Octubre de 2026
El Banco Central acaba de presentar una nueva familia de billetes mientras el país hace trece veces más operaciones de pago distintas del efectivo que en 2018. No hay contradicción: el efectivo y los pagos digitales compiten en la caja, pero cumplen funciones distintas dentro del mismo sistema, y los pagos digitales necesitan al efectivo más de lo que parece.
El 5 de octubre, en el 83.º aniversario del guaraní, el Banco Central del Paraguay (BCP) presentó una nueva familia de billetes que empezaría a circular en 2027. La noticia convive con otra que parece contradecirla: en los doce meses cerrados en junio, el Sistema de Pagos Instantáneos (SPI) procesó 529 millones de transferencias, y las operaciones distintas del efectivo registradas por el BCP —tarjetas, transferencias interbancarias y cheques— sumaron 863 millones. En 2018 habían sido 66 millones.
¿Tiene sentido rediseñar billetes en plena expansión del QR? Las propias estadísticas del BCP sugieren que sí: el efectivo no se fue. En diciembre de 2025, los billetes y monedas en circulación sumaron ₲ 21,7 billones, y los que estaban en poder del público, ₲ 18,4 billones, su máximo histórico aun descontada la inflación. En los doce meses a junio, el público tuvo en promedio un 32 % más de efectivo que en 2018, a precios constantes, y los cajeros entregaron dinero 50,6 millones de veces: más que en 2018 —aunque parte del aumento puede deberse a que el registro incorporó en 2024 una red nueva—, y menos que en 2022.
Gráfico. Lo electrónico se multiplicó; el efectivo no retrocedió
Rivales en el mostrador
Conviene empezar por lo que no está en discusión: en la caja del comercio, el QR y el billete compiten, y el QR gana terreno. Cada retiro de cajero vale hoy, en términos reales, una cuarta parte menos que en 2018: la gente sigue yendo al cajero, pero saca menos. Además, el crecimiento real del efectivo en manos del público se frenó: pasó de casi 9 % interanual a mediados de 2025 a prácticamente cero (−0,4 %) en junio de 2026. Negar la sustitución sería mala economía.
Pero que dos medios compitan en un terreno no significa que uno pueda reemplazar al otro en todos. El efectivo cumple en el sistema de pagos cuatro funciones que ningún medio electrónico privado reúne por sí mismo, aunque cada una tenga sustitutos parciales.
Socios en el sistema
Es una de las anclas. Un guaraní en una cuenta o en una billetera electrónica es una promesa: la de un banco o una empresa de entregar, cuando se le pida, un guaraní emitido por el BCP. Esa promesa la sostienen ante todo la liquidación entre entidades en reservas del BCP, la supervisión y la garantía de depósitos; el billete la hace visible. Que el dinero del banco central tenga curso legal y deba aceptarse por su valor nominal «constituye el ancla del sistema monetario», explicó en julio Piero Cipollone, miembro del Comité Ejecutivo del Banco Central Europeo, porque «la confianza en cualquier otra forma de dinero depende de la posibilidad de convertirla a la par en dinero del banco central». La carta orgánica del BCP dice algo parecido: sus billetes y monedas «serán recibidos por su valor nominal» (artículo 39 de la Ley 489/1995). Y el efectivo es la única forma en que el público tiene en la mano dinero del Banco Central. Por eso el euro digital no se concibe como reemplazo, sino como complemento de los billetes y las monedas.
Es una opción de salida frente a las comisiones. En cada pago con tarjeta, el comercio cede un porcentaje de la venta. Uno de los frenos a que ese porcentaje suba es que el cliente pueda pagar de otra manera, aunque no basta por sí solo. En 2015, la Unión Europea fijó topes a las tasas de intercambio de las tarjetas (0,2 % en débito y 0,3 % en crédito) con la llamada prueba de indiferencia del comercio, que compara lo que le cuesta al comercio cobrar con tarjeta con lo que le cuesta cobrar en efectivo: el billete fue la vara del regulador. En el Paraguay, la Comisión Nacional de la Competencia estimó en 93,6 % la participación de Bancard en la adquirencia de ventas con tarjeta en 2022, cuando el efectivo todavía dominaba los pagos, y en 2023 la multó por abuso de posición dominante, sanción que Bancard impugnó. Desde julio, el BCP bajó los topes de comisión de 4 % a 3 % para el crédito y de 3 % a 2 % para el débito, y fijó en 1,5 % el de los pagos con QR por transferencia. La gratuidad de las transferencias simples, que establece la ley del Sistema Nacional de Pagos y el BCP ratificó en julio, es hoy la competencia más directa de la tarjeta. El billete es la otra: una salida que ninguna red controla.
Funciona cuando lo demás falla. Sin electricidad ni conectividad no hay QR ni POS, salvo los que pueden operar fuera de línea. El 18 de febrero, una falla en la subestación Yguazú dejó sin luz a unos 1,4 millones de los 1,75 millones de clientes de la ANDE. El 12 de mayo, las transferencias por el SPI presentaron intermitencias durante casi dos horas, y el 15 de octubre las transferencias del sistema de pagos del BCP volvieron a presentar intermitencias durante la mañana. En el apagón ibérico de abril de 2025, según el Banco de España, las operaciones con tarjeta cayeron alrededor de 55 %. Pero los retiros en cajeros también cayeron 34 %, porque la mayoría de las máquinas quedó sin energía ni conexión: el efectivo sirvió a quien ya lo tenía en el bolsillo. Un respaldo sirve si no comparte las causas de falla del canal principal, y para eso los billetes tienen que estar en manos de la gente, no solo dentro de los cajeros.
Es la puerta de entrada. Según el Global Findex del Banco Mundial, casi cuatro de cada diez adultos paraguayos no tienen cuenta, y en 2024 solo uno de cada cuatro pagó digitalmente en un comercio, frente a más de cuatro de cada diez en la región. Para ellos, y para los más de 375.000 beneficiarios de la pensión universal, que cobran en cajeros o en ventanillas del BNF, el dinero digital empieza o termina en billetes. Por eso la red física del sistema descansa en los corresponsales no bancarios, que concentran el 91,9 % de la infraestructura física de atención según la Estrategia Nacional de Inclusión Financiera 2026-2031. Brasil, el país del Pix, lo entendió: creó el Pix Saque y el Pix Troco para que los comercios entreguen efectivo. En su primer año, los comercios con esos retiros pasaron de 1.700 a 11.800, y la mayoría de esas operaciones ocurre fuera de las capitales.
El BCP es responsable, así, de dos infraestructuras de pago: el SPI, con el QR interoperable que entró en producción controlada en junio, y el billete. La primera crece por sí sola; la segunda necesita cuidado.
Por qué no conviene dejarlo ir
El efectivo puede desaparecer sin que nadie lo decida. Su aceptación funciona como una red: si cada vez menos comercios lo reciben, cada vez menos personas lo llevan, y viceversa. Suecia ilustra el riesgo: en 2025, solo el 5 % de los suecos pagó en efectivo su última compra en una tienda. Desde julio de este año, una ley obliga a los supermercados y a las farmacias con caja atendida a aceptarlo. Noruega lo exige a los comercios desde 2024. Los mismos países, y la Unión Europea, limitan a la vez los pagos grandes en efectivo: proteger el uso cotidiano del billete no es defender cualquier uso.
En el Paraguay no hay hoy señales de ese desgaste en el acceso. El boletín del BCP registra 2.347 cajeros, frente a 1.398 a fines de 2018, casi todo el aumento por una red nueva, la de ueno, y los puntos de atención se multiplicaron con los corresponsales. Pero la red de las operadoras históricas no crece desde 2022, cada retiro mueve un cuarto menos de dinero real que en 2018, y nadie mide qué pasa en los comercios. Si el desgaste empezara, el país no tendría cómo saberlo.
Un sistema sin efectivo no sería más moderno, sino más frágil. Todos los pagos dependerían de la red eléctrica, de las telecomunicaciones y de unos pocos procesadores, y una parte de la población —mayores, habitantes rurales, trabajadores informales— tendría menos maneras de pagar que hoy. El efectivo tampoco es gratis: su costo social —emitirlo, transportarlo, custodiarlo y manejarlo en bancos y comercios— ronda medio punto del producto en los estudios europeos, cerca de la mitad del costo de todos los medios de pago minoristas. La pregunta correcta no es cuánto efectivo maximizar, sino qué mínimo de aceptación y de acceso mantiene viva la opción.
Cuatro medidas baratas
Primero, medir. El BCP debería levantar una encuesta de diario de pagos, como la del Banco Central de Chile, y publicar cada año un informe de acceso al efectivo por distrito. Hoy se sabe cuántas veces se extrae dinero, pero no quién lo hace, para qué ni a qué distancia vive del cajero más cercano.
Segundo, prever un piso de aceptación, no un mandato universal: que el efectivo se admita en los bienes y servicios esenciales si la medición muestra que empieza a rechazarse, y que se pueda recargar en efectivo, sin recargo, el pasaje del transporte metropolitano, que desde 2021 solo se paga con medios electrónicos.
Tercero, que el sistema digital produzca efectivo. Un retiro interoperable en comercios con QR, liquidado por el SPI y a bajo costo, convertiría cada almacén en un punto de acceso.
Cuarto, separar los modos de falla: que los cajeros no dependan del mismo procesador que las tarjetas y que los comercios puedan cobrar fuera de línea durante algunas horas.
El QR llegó para quedarse, y es una buena noticia. Pero su valor descansa en una promesa que el billete hace visible: que un guaraní digital se puede convertir, hoy y siempre, en un guaraní del Banco Central. Cuidar que el efectivo siga siendo una opción es parte de cuidar esa promesa.
Observatorio Económico FCCAE-UC, Universidad Católica «Nuestra Señora de la Asunción». Cifras de la segunda edición de «El efectivo y los medios de pago electrónicos en el Paraguay» (octubre de 2026), revisada en dos rondas de auditoría adversarial interna, con datos públicos del Banco Central del Paraguay.
Datos, gráficos y resumen del estudio en Efectivo y medios de pago. Estudio completo, 2.ª edición (Word y PDF), en Estudios Especiales. Base de datos y paquete de replicación en Data.
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Finanzas públicas · Calificaciones soberanas · Columna
Observatorio Económico · FCCAE-UC · Octubre de 2026
El Paraguay ya convenció a Moody's y a S&P. Fitch explicó qué le falta, y la respuesta es fiscal e institucional: credibilidad en el gasto, más ingresos, menos deuda en dólares e instituciones más fuertes. Es una agenda que conviene al país con o sin calificadoras.
El 30 de setiembre, Fitch Ratings ratificó la calificación del Paraguay en BB+ con perspectiva positiva y postergó el tercer grado de inversión. La decisión decepcionó a muchos, pero también es útil, porque, según la síntesis oficial de la decisión, la agencia dejó claro qué falta para dar el último paso.
Conviene recordar de dónde venimos. En febrero de 2003, en plena crisis, S&P declaró al país en default selectivo. Veintiún años después, Moody's otorgó el primer grado de inversión (Baa3, julio de 2024) y S&P el segundo (BBB-, diciembre de 2025). Hoy el Paraguay está entre los seis países de América Latina con grado de inversión de al menos dos de las tres grandes calificadoras, junto con Chile, Uruguay, Perú, México y Panamá. El camino fue largo: nueve años en el último escalón especulativo de Moody's y casi ocho en el de Fitch.
Lo que las agencias ya reconocen
Los informes de las tres agencias y el Artículo IV del FMI de agosto coinciden en el diagnóstico, y las fortalezas son claras. La economía creció 6,6 % en 2025, muy por encima de la mediana de los países con calificación similar. La deuda pública es baja: alrededor de 38 % del PIB según el FMI, y 32 % en la medición de Fitch, frente a una mediana de 51,6 % para los países BB. El Banco Central tiene un régimen de metas creíble y la inflación está controlada, incluso por debajo de la meta. Las reservas cubren casi seis meses de pagos externos. Y el país suma más de dos décadas de estabilidad macroeconómica con gobiernos de distinto signo.
El mercado lo valoró. El riesgo país, medido por el EMBI, bajó de 190 puntos básicos a fines de 2023 a cerca de 100 a fines de 2025, entre los más bajos de la región. Hoy ronda 115 puntos, después de las noticias fiscales de este año.
Lo que falta
Las debilidades también se repiten en todos los informes.
Instituciones. Fitch ubica la gobernanza del Paraguay en el percentil 39 de los indicadores del Banco Mundial, y el Índice de Percepción de la Corrupción le asigna 24 puntos sobre 100. En el modelo cuantitativo de Fitch esos indicadores tienen el mayor peso: por eso el modelo da BB, y la agencia suma un escalón por el historial de buena política macroeconómica.
Ingresos. La recaudación tributaria ronda el 11 % del PIB, de las más bajas del continente. Con ingresos tan estrechos, los intereses absorben 13 % de los ingresos del gobierno según Moody's, más que la mediana de los países con esa calificación.
Deuda en dólares. Tres cuartas partes de la deuda pública están en moneda extranjera, y Moody's lo penaliza en su evaluación de la fortaleza fiscal. Las emisiones en guaraníes, entre ellas tres bonos globales, y la apreciación llevaron la participación de la moneda local de 8 % a cerca de 25 %. Es un avance real, aunque insuficiente.
En 2026 apareció además un problema nuevo, que resultó decisivo: los atrasos con proveedores. Al cierre de 2025, el Estado debía unos 1.270 millones de dólares, entre 2 % y 2,6 % del PIB según el año de referencia, sobre todo a farmacéuticas y constructoras. Regularizarlos llevará el déficit a 3,2 % del PIB este año y hasta 3,9 % en 2027, y la vuelta al tope legal de 1,5 % se corrió a 2028. En los doce ejercicios transcurridos desde 2014, el tope de la Ley de Responsabilidad Fiscal se cumplió solo en 2016, 2017 y 2018. Para una calificadora, lo grave no es un déficit alto en un año difícil, sino una regla que se incumple más de lo que se cumple.
El riesgo es la credibilidad, no la solvencia
El Observatorio simuló 20.000 trayectorias de la deuda pública hasta 2030, con sequías, cambios en el crecimiento y saltos del tipo de cambio. Si se cumple la convergencia oficial, la deuda se estabiliza en torno a 39 % del PIB. Pero si los déficits quedan cerca de 2 % después de 2027, como proyectan las propias agencias, la deuda sube hacia 43 % y la probabilidad de superar 45 % llega a casi cuatro de cada diez. El riesgo principal no es de solvencia sino de credibilidad, y es precisamente lo que más pesa en la evaluación de las calificadoras.
Qué hacer
El estudio del Observatorio propone una hoja de ruta concreta.
Primero, cerrar el episodio de atrasos con transparencia: publicar el inventario auditado, informar cómo y cuándo se cancela, y hacer cumplir la norma que ya prohíbe contraer obligaciones sin crédito presupuestario. El registro del gasto en base devengado, que el FMI viene pidiendo, es la pieza técnica central.
Segundo, dar fuerza de ley a la senda fiscal: techos anuales explícitos para 2027 y 2028, un consejo fiscal autónomo como el que Chile creó en 2019, y un ancla de deuda que complemente la regla de déficit.
Tercero, ampliar la base de ingresos entre 1,5 y 2 puntos del PIB hacia 2030 sin subir las tasas generales: revisar los gastos tributarios, ampliar la base del impuesto a la renta personal y generalizar la factura electrónica. A eso se suma una tarea urgente: presupuestar desde 2027 la transición de Itaipú.
Cuarto, seguir desdolarizando la deuda, hasta 35-40 % en guaraníes en 2030, con una curva de rendimientos local.
Quinto, reformas de gobernanza que dejen evidencia: cruce automático de las declaraciones juradas, registro de beneficiarios finales, contrataciones abiertas y selección meritocrática de magistrados.
El grado de inversión no se decreta: se demuestra presupuesto tras presupuesto. La primera prueba es el Presupuesto General de la Nación (PGN) 2027 que hoy discute el Congreso, y sobre todo su ejecución. La revisión de Fitch de 2027 es una ventana posible; lo más probable es que la agencia espere el resultado de 2028. Si el país convierte el episodio de 2026 en una lección institucional, el tercer grado de inversión estará al alcance. Si lo convierte en un precedente, el riesgo ya no será quedarse sin el tercero, sino perder alguno de los dos que tanto costó conseguir.
Observatorio Económico FCCAE-UC, Universidad Católica «Nuestra Señora de la Asunción». Cifras del estudio «Las calificaciones soberanas del Paraguay: S&P, Moody's, Fitch y la visión del FMI» (segunda versión ampliada, octubre de 2026), revisado en cuatro auditorías adversariales internas. Las cifras de la decisión de Fitch de setiembre de 2026 se reconstruyeron a partir del comunicado del MEF y de la prensa especializada. Las proyecciones de deuda son medianas de un modelo de 20.000 trayectorias y dependen de supuestos que el estudio detalla; no son pronósticos.
Resumen extenso del estudio en Resúmenes. Estudio completo (Word y PDF) en Estudios Especiales.
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Energía · Tarifa eléctrica · Columna
Observatorio Económico · FCCAE-UC · Serie de energía, 7 de 7 · Octubre de 2026
En el debate eléctrico se habla de Itaipú, de las cargas electrointensivas y de cuándo faltará energía. Se discute mucho menos, y con menos números, la tarifa que pagan los usuarios, que toca dos de los tres vértices del trilema eléctrico: hay que abastecer una demanda que crece rápido, a un precio que se pueda pagar, sin desfinanciar a la ANDE.
Una tarifa que perdió más de la mitad
Medida en guaraníes de 2010, la tarifa media de la ANDE llegó a ₲ 495,5 por kilovatio-hora en 2003 y bajó a ₲ 203,3 en 2024: menos de la mitad. La tarifa nominal quedó casi congelada entre 2003 y 2016, mientras los precios más que se duplicaban, y el ajuste de 2017 apenas interrumpió la tendencia. En dólares corrientes, la tarifa media de 2024 fue de US$ 49,19 por megavatio-hora, casi la misma que en 2003, de modo que también en dólares perdió valor real. Con ella, la ANDE financia una red mucho mayor y una demanda que creció 12,5 % en 2025 y 18,3 % en el primer semestre de 2026.
Dos cuentas que empujan y una que alivia
Para dimensionar las presiones conviene traducirlas a dólares por megavatio-hora facturado: cada US$ 100 millones anuales equivalen a unos US$ 4,54 por megavatio-hora facturado en 2025, un 9,2 % de la tarifa media de 2024.
La primera es Itaipú. Si desde 2027 la ANDE debe contratar la potencia que cubre su demanda máxima, una lectura posible del Entendimiento de 2024, el fin del régimen actual, que le permite retirar más energía de la que paga en potencia, equivale, con el CUSE vigente de US$ 19,28 por kilovatio-mes, a unos US$ 24,6 por megavatio-hora facturado en 2027: la mitad de la tarifa media. Si la binacional le devolviera a la ANDE, como hoy con el pasamanos, lo que recaude por encima del costo de 2024-2026, serían 18,3; con un CUSE de 12, 6,6, y con uno de 10, 1,7.
La segunda es la inversión. La ANDE ejecutó US$ 349,2 millones en 2025, la cifra más alta desde 2000, pero sus necesidades declaradas rondan los 600 a 650 millones anuales. Financiar esa brecha con ingresos corrientes exigiría entre US$ 11,4 y 13,7 por megavatio-hora, una cuarta parte de la tarifa; con deuda a 25 años, cada año de brecha agregaría alrededor de US$ 1,2.
La tercera alivia: recuperar la mitad de las pérdidas de 2024 aportaría hasta unos US$ 5,7 por megavatio-hora a los costos de 2025, y algo más desde 2027. Las cuentas no se suman sin más, porque las de Itaipú son alternativas entre sí y la de las pérdidas resta, pero ordenan la magnitud.
Gráfico. Cuánto pesaría cada partida en la tarifa media de la ANDE (% de la tarifa media de 2024 y US$ por MWh facturado)
La propuesta sobre la mesa
El estudio tarifario del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la Universidad de Buenos Aires, con apoyo del BID, propone llevar la tarifa media de US$ 49,2 a 68,6 por megavatio-hora hacia 2030, un 39,4 % más, y la de alta y muy alta tensión, de 35,3 a 51,4. Esa magnitud se parece a la suma de la brecha de inversión financiada con ingresos corrientes y el cambio de régimen de Itaipú con un CUSE de 12. Con el CUSE vigente, la potencia de punta y sin devolución, el cambio de régimen solo ya la superaría, aunque el estudio no publicó qué costo de Itaipú supone ni si sus cifras son nominales o reales.
La ANDE anunció el 16 de setiembre que no fijará nuevas tarifas antes del nuevo Anexo C de Itaipú. La secuencia es correcta, porque el nivel que necesita depende del CUSE y de la regla de contratación que se acuerden. Pero quién absorbe la transición desde el 1 de enero, si los usuarios, el Tesoro o la deuda de la ANDE, debe decidirse antes de esa fecha, aunque no haya acuerdo.
Empezar por donde la brecha se mide
La ANDE no publica su costo del servicio por nivel de tensión, de modo que no puede saberse en qué segmento la distorsión es mayor. Hay uno donde sí se puede medir: con el CUSE vigente, la tarifa de alta tensión de 2024, de US$ 35,3 por megavatio-hora, está unos US$ 12 por debajo de lo que le cuesta al país una carga firme nueva en 220 kV, unos 47,60 con pérdidas de transmisión y sin contar la red. Con un CUSE de 12, esa diferencia desaparece mientras sobre energía para ceder al Brasil, y vuelve cuando ese excedente se agote, hacia 2031-2032. Es el lugar natural para empezar, pero cuánto subir depende también de lo que se firme en Itaipú.
Qué puede provocar un ajuste, y a quién proteger
Cuánto responde la demanda al precio no puede medirse con los datos paraguayos, justamente porque la tarifa nominal estuvo congelada trece años. Con las elasticidades medias de la literatura internacional, un alza real de 20 % hacia 2030 reduciría la demanda ordinaria un 4 % ese año y retrasaría alrededor de un año el primer déficit de energía.
Un ajuste general exige, además, una protección focalizada, y el instrumento existe. La Tarifa Social, ampliada por las leyes 2501/2004 y 3480/2008, la segunda de las cuales fija sus requisitos actuales, alcanzaba en octubre de 2024 a unos 269.000 clientes con consumos de hasta 300 kilovatios-hora por mes. Su costo, que la ANDE informa, se descuenta del IVA que la ANDE transfiere al Estado y, si no alcanza, lo cubre el Presupuesto. Lo que no puede saberse con los datos públicos es cuántos de esos clientes son pobres y cuántos hogares pobres quedan afuera: es lo primero que habría que saber antes de mover la tarifa general o de ampliar la Tarifa Social, como pide una iniciativa popular pendiente en el Senado.
Una secuencia
El orden importa tanto como el nivel. Primero, decidir antes del 1 de enero, sin esperar al acuerdo, quién absorbe la transición. Segundo, conocer la factura de Itaipú de 2027: el CUSE, la regla de contratación y si habrá devolución. Tercero, una regla publicada que vincule la tarifa al CUSE, para que el riesgo de cada negociación no caiga entero sobre la caja de la ANDE. Cuarto, empezar por la alta tensión y por las pérdidas, con metas que midan lo correcto. Y quinto, con mejor información, evaluar la Tarifa Social y su posible ampliación. La tarifa tendrá que subir, salvo que el CUSE baje cerca de su costo estricto y la inversión se financie con deuda o transferencias; cuánto, para quién y en qué orden depende hoy, más que de cualquier otra variable, de lo que se firme en Itaipú.
Observatorio Económico FCCAE-UC, Universidad Católica «Nuestra Señora de la Asunción». Cifras de la segunda edición de «El trilema eléctrico del Paraguay» (octubre de 2026), revisada en tres rondas de auditoría adversarial interna; datos de la Tarifa Social según ABC Color (2 de octubre de 2024) y Última Hora (20 de julio de 2026). Las equivalencias tarifarias son aritmética de caja con supuestos que el estudio detalla; no son una propuesta de tarifa.
Estudios completos, «El trilema eléctrico del Paraguay» y «Renta energética e industrialización. El después del Anexo C de Itaipú», 2.ª edición (Word y PDF), en Estudios Especiales. Base de datos y paquete de replicación en Data.
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Energía · ANDE · Columna
Observatorio Económico · FCCAE-UC · Serie de energía, 6 de 7 · Octubre de 2026
La ANDE informó que sus pérdidas de energía bajaron de 28,5 % en 2023 a 24,4 % en 2025. Es una buena noticia a medias. Casi toda esa mejora, dentro del margen de error de nuestra estimación, no ocurrió en los cables, los transformadores ni los medidores, sino en la aritmética del índice.
Un índice que mejora solo
El índice oficial divide la energía perdida por toda la energía entregada. En los últimos dos años entró al sistema una carga nueva y muy grande: en 2025 la ANDE facturó 5.464,9 GWh al grupo de consumo intensivo especial, sobre todo minería de criptoactivos, casi una cuarta parte de su energía facturada en el mercado nacional, frente a 2.291,6 GWh en 2024. Esas cargas se conectan en 220 kV y casi no tienen pérdidas de distribución. Al sumarse al denominador, el índice baja aunque en la red de siempre no cambie nada.
Si se separa esa carga, las pérdidas medidas sobre la demanda ordinaria, la de hogares, comercios e industrias, se mantuvieron en torno al 29 %: 28,7 % en 2024 y 29,2 % en 2025, una diferencia que cae dentro del margen de error. La demanda ordinaria entregada, además, quedó prácticamente estable entre esos dos años, aunque parte de esa estabilidad puede deberse a cambios de clientes entre categorías.
Dos pérdidas distintas
No todas las pérdidas son iguales. Las técnicas son energía que se disipa en la red: reducirlas libera energía. Las no técnicas son energía que se consume pero no se factura, por hurto, fraude o errores de medición: regularizarlas aporta ingresos, pero no libera energía, porque el consumo sigue existiendo, ahora facturado.
Según el plan de reducción de pérdidas de la ANDE, en 2023 las de transmisión fueron del 5,1 % de la energía entregada y las de distribución del 23,4 %, aproximadamente mitad técnicas y mitad no técnicas. Las no técnicas rondan entonces el 40 % del total, no las tres cuartas partes que a veces se suponen. Sobre la demanda ordinaria de 2025, las técnicas serían de un 16,8 % y las no técnicas, de un 12,4 %.
Lo que realmente cuestan
Las pérdidas de 2024, 6.933,6 GWh, suelen valuarse a la tarifa media: US$ 341,1 millones. Esa cifra no corresponde a ningún costo: la energía que se disipa en la red no se habría vendido a ese precio, y la que se hurta solo se facturaría en parte. Valuando las técnicas al costo de compra de 2025 y las no técnicas a la tarifa media, que es un máximo, recuperar la mitad de las pérdidas de 2024 rendiría unos US$ 125 millones al año: 54 de compras evitadas y hasta 70 de nueva facturación.
Desde 2027, la energía que se libera vale más. Al vencer el Acuerdo Operativo, que hoy permite a la ANDE retirar de Itaipú más energía de la que corresponde a la potencia que contrata, la energía que liberan las pérdidas técnicas reemplaza potencia que habría que contratar y pagar al CUSE, la tarifa de Itaipú por kilovatio. Cada punto de pérdidas técnicas evitado, unos 294 GWh, valdría para el país unos US$ 13,3 millones al año con el CUSE vigente, frente a 7,8 al costo de compra de 2025, y unos 21,8 cuando al Paraguay ya no le sobre energía de Itaipú para ceder al Brasil.
Gráfico. Pérdidas de energía de la ANDE: índice oficial y pérdidas medidas sobre la demanda ordinaria, 2023-2025
El plan de la ANDE prevé invertir US$ 359 millones en 2025-2028 para llevar las pérdidas al 15 %. Para la ANDE, con un beneficio de hasta US$ 120 a 160 millones al año, cerca de la mitad en ingresos por regularizar pérdidas no técnicas valuados como máximo, la inversión se recuperaría en dos a tres años si el plan cumple sus metas. Para el país, que en las no técnicas solo cambia quién paga, el beneficio se limita a la energía técnica liberada, unos US$ 52 a 92 millones al año desde 2027, y el plazo se alarga. Bajar las técnicas un punto por año, además, retrasa alrededor de un año el primer déficit de energía.
Metas bien medidas
El riesgo está en cómo se mida la meta. Si el 15 % se calcula con el índice oficial, una nueva entrada de carga de 220 kV puede cumplir una parte sin que se recupere un solo kilovatio-hora. Las metas deberían fijarse sobre la demanda ordinaria y separar las técnicas, que liberan energía, de las no técnicas, que mejoran la recaudación; y el plan debería publicar el costo por GWh liberado o recuperado de cada medida, para priorizar las que más rinden.
Suele temerse, también, que un ajuste de tarifas aumente el hurto. Los datos de 2000-2020 no permiten medir ese efecto con precisión: la asociación existe, pero descansa en las alzas de 2001-2002, que coincidieron con una recesión, y desaparece al excluir esos años. Lo que se sostiene es acompañar cualquier ajuste con la ejecución del plan de pérdidas, sin atribuirle un efecto que no está demostrado.
La brecha de inversión
Las pérdidas son parte de un problema mayor: la inversión. La ANDE ejecutó US$ 349,2 millones en 2025, la cifra más alta desde 2000, frente a necesidades declaradas de US$ 600 a 650 millones anuales: una brecha de unos US$ 250 a 300 millones por año, un orden de magnitud y no un plan financiero. Financiarla solo con la tarifa exigiría subirla una cuarta parte; recuperar la mitad de las pérdidas podría cubrir cerca de la mitad de ese ajuste.
Aun así, el mayor riesgo financiero de la ANDE en 2027 no está en la inversión, sino en la compra de energía: con el CUSE vigente, si desde 2027 debe contratar en Itaipú la potencia que cubre su demanda máxima, su factura subiría unos US$ 639 millones, unas dos veces la brecha. Por eso conviene ordenar la discusión: primero saber qué se paga en Itaipú; después, cuánto debe subir la tarifa. Mientras tanto, reducir las pérdidas es una de las inversiones que más rápido se pagan, siempre que se midan donde ocurren.
Observatorio Económico FCCAE-UC, Universidad Católica «Nuestra Señora de la Asunción». Cifras de la segunda edición de «El trilema eléctrico del Paraguay» (octubre de 2026), revisada en tres rondas de auditoría adversarial interna. La separación entre pérdidas técnicas y no técnicas, y entre demanda ordinaria y electrointensiva, es una estimación con los datos públicos disponibles.
Estudios completos, «El trilema eléctrico del Paraguay» y «Renta energética e industrialización. El después del Anexo C de Itaipú», 2.ª edición (Word y PDF), en Estudios Especiales. Base de datos y paquete de replicación en Data.
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Energía · Seguridad de suministro · Columna
Observatorio Económico · FCCAE-UC · Serie de energía, 5 de 7 · Octubre de 2026
El Paraguay creció convencido de que la electricidad le sobraba, y durante décadas fue cierto. Pero entre 2021 y 2025 la energía que entrega la ANDE pasó de 18.567 a 29.418,5 GWh, un 58 % más, y en el primer semestre de 2026 creció otro 18,3 %. Si no se agrega generación, la pregunta ya no es si la energía disponible dejará de alcanzar, sino cuándo. Y la respuesta honesta es una probabilidad.
Menos oferta de la que se suponía
La oferta disponible para el país tiene tres fuentes: la mitad paraguaya de Itaipú, Yacyretá y Acaray. En un año de lluvias normales suman unos 47.000 GWh, con Yacyretá limitada a los 425 MW en promedio que fija el acta firmada con la Argentina en 2025 y Acaray con unos 700 GWh (570 en 2025). Pero Itaipú generó en 2019-2025 un 15,3 % menos que en 1992-2018, y no sabemos si ese nivel bajo es pasajero: con la hidrología de esos años, la oferta media baja a unos 41.300 GWh. En un año seco de uno en diez, la de 2030 sería de unos 39.200 GWh.
Del otro lado, la demanda de 2026 rondaría los 34.300 GWh y, en el escenario central, unos 42.000 en 2030. Ese escenario supone que la demanda ordinaria, la de hogares, comercios e industrias, crece 6,4 % anual, similar al 6,3 % de 2021-2025, y que se mantienen los contratos de las cargas electrointensivas, sobre todo minería de criptoactivos, que hoy suman 943,8 MW.
Cuándo puede faltar
El modelo del Observatorio simula 20.000 trayectorias posibles de la hidrología y de la demanda. En el escenario central, el primer año en que la demanda supera a la oferta disponible llega en 2032 o antes en la mitad de las simulaciones, y entre 2029 y 2036 en ocho de cada diez. La probabilidad de que ocurra al menos una vez hasta 2030 es de 31 %, y va de 26 % a 35 % según el ritmo de crecimiento de la demanda. Si la hidrología de 2019-2025 persiste, la mitad de las simulaciones tiene su primer déficit en 2030 o antes, y la probabilidad hasta ese año sube a 60 %. El gráfico muestra otra medida: la probabilidad de déficit en cada año por separado, menor que la de que ocurra al menos una vez hasta ese año.
Hay un dato que cambia la manera de pensar el problema: en siete de cada diez trayectorias, el primer déficit ocurre en un año en que Itaipú genera menos de lo habitual. La restricción no llegará, lo más probable, como un cruce suave de curvas que se ve venir, sino como un año seco.
Quién absorbe el primer año malo
El riesgo de los próximos años, además, puede acotarse. En el 88 % de las trayectorias, el déficit del primer año es menor que el consumo de las cargas electrointensivas de ese año: en 2028, el déficit típico, cuando ocurre, sería de unos 1.600 GWh, frente a unos 6.800 GWh de esa carga. Si los contratos permitieran interrumpir su suministro en los años secos, la probabilidad de no abastecer la demanda ordinaria hasta 2030 bajaría de 31 % a 3,7 %.
Gráfico. Probabilidad de que la energía disponible no alcance en cada año, 2027-2035 (escenario central)
Hasta 2030, entonces, la seguridad de suministro es en buena parte una decisión contractual: cuánta carga electrointensiva se renueva y en qué condiciones cuando venzan los contratos, el 31 de diciembre de 2027. Después ya no alcanza con eso: la probabilidad de que falte energía para la demanda ordinaria en el año sube a 17 % en 2032 y a 56 % en 2035.
Las palancas, de la más rápida a la más lenta
La más rápida es Yacyretá. El acta permite a la ANDE retirar 425 MW en promedio, pero en 2025 retiró 352 y en mayo y junio de 2026, entre 109 y 145. Hay una explicación posible: con el Acuerdo Operativo, la energía adicional de Itaipú le sale hoy más barata que la de Yacyretá, a US$ 28 por megavatio-hora. Desde 2027, sin ese régimen, cada megavatio-hora de Yacyretá reemplaza energía de Itaipú que exige potencia contratada. Llevar el retiro al tope agregaría unos 2.500 a 2.800 GWh al año respecto del ritmo de mediados de 2026, sin obra nueva; si siguiera como en 2025, la probabilidad de un déficit hasta 2030 subiría de 31 % a 35 %.
La segunda son los contratos electrointensivos. El tope total de 700 MW propuesto por la Unión de Ingenieros de la ANDE, unos 244 MW menos que lo contratado hoy, bajaría esa probabilidad a 21 %. Una expansión a 2.100 MW, sin contrato que hoy la respalde, la llevaría a 78 %. Para la demanda ordinaria, las cláusulas de interrupción, que no son gratuitas para nadie, protegen más que un cupo: 3,7 % de riesgo hasta 2030 frente a 21 %.
La tercera son las pérdidas: bajar un punto por año desde 2027 las pérdidas técnicas, la energía que se disipa en la red, retrasa el déficit alrededor de un año. La tarifa podría ayudar, pero cuánto responde la demanda al precio no puede medirse con los datos paraguayos. La planta solar de Loma Plata, todavía no licitada, apenas mueve la fecha.
La más lenta es la generación nueva. Aun con hidrología media todos los años, el déficit llega, en la mitad de las simulaciones, en 2033 o antes, y la generación que lo cubra tarda varios años en licitarse y construirse. A eso se suma la red: las dos obras troncales de 500 kV llevan uno a dos años de atraso respecto del Plan Maestro de Transmisión 2024-2033.
Lo que hay que decidir ahora
Tres decisiones no pueden esperar: renovar los contratos de las cargas electrointensivas con cupo y con cláusulas que permitan interrumpir su suministro en los años secos; retirar desde enero de 2027 todo lo que permite el acta de Yacyretá; y licitar ya la generación que hará falta hacia 2032-2033. Ninguna depende de la negociación del Anexo C de Itaipú con el Brasil.
Hace falta también información que hoy no se publica, empezando por la demanda de las cargas electrointensivas en las horas de mayor consumo del sistema y los límites de transferencia de la red. Con ella, la probabilidad de un mal año podría medirse mejor. Sin ella, el país seguirá discutiendo una fecha cuando lo que tiene por delante es un riesgo que crece cada año.
Observatorio Económico FCCAE-UC, Universidad Católica «Nuestra Señora de la Asunción». Cifras de la segunda edición de «El trilema eléctrico del Paraguay» (octubre de 2026), revisada en tres rondas de auditoría adversarial interna, y de su modelo de oferta y demanda, cuyos datos y programas son públicos en el paquete de replicación del Observatorio. Las probabilidades dependen de supuestos que el estudio detalla; no son pronósticos.
Estudios completos, «El trilema eléctrico del Paraguay» y «Renta energética e industrialización. El después del Anexo C de Itaipú», 2.ª edición (Word y PDF), en Estudios Especiales. Base de datos y paquete de replicación en Data.